SE451102B - PROCEDURE FOR DETECTING HOGRESISTIVE EARTH ERROR ON A POWER PIPE LOCATED BETWEEN TWO STATIONS AND THE DEVICE FOR IMPLEMENTATION OF THE PRESENT PROCEDURE - Google Patents

PROCEDURE FOR DETECTING HOGRESISTIVE EARTH ERROR ON A POWER PIPE LOCATED BETWEEN TWO STATIONS AND THE DEVICE FOR IMPLEMENTATION OF THE PRESENT PROCEDURE

Info

Publication number
SE451102B
SE451102B SE8506063A SE8506063A SE451102B SE 451102 B SE451102 B SE 451102B SE 8506063 A SE8506063 A SE 8506063A SE 8506063 A SE8506063 A SE 8506063A SE 451102 B SE451102 B SE 451102B
Authority
SE
Sweden
Prior art keywords
voltage
station
difference
voltages
waveguide
Prior art date
Application number
SE8506063A
Other languages
Swedish (sv)
Other versions
SE8506063L (en
SE8506063D0 (en
Inventor
Gunnar Nimmersjoe
Original Assignee
Asea Ab
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Asea Ab filed Critical Asea Ab
Priority to SE8506063A priority Critical patent/SE451102B/en
Publication of SE8506063D0 publication Critical patent/SE8506063D0/en
Priority to EP86117526A priority patent/EP0227017B1/en
Priority to DE8686117526T priority patent/DE3682174D1/en
Priority to US06/942,988 priority patent/US4800509A/en
Priority to JP61302732A priority patent/JPS62152324A/en
Priority to CA000525753A priority patent/CA1266301A/en
Publication of SE8506063L publication Critical patent/SE8506063L/en
Publication of SE451102B publication Critical patent/SE451102B/en

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/08—Locating faults in cables, transmission lines, or networks
    • G01R31/081—Locating faults in cables, transmission lines, or networks according to type of conductors
    • G01R31/085—Locating faults in cables, transmission lines, or networks according to type of conductors in power transmission or distribution lines, e.g. overhead
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/08—Locating faults in cables, transmission lines, or networks
    • G01R31/11—Locating faults in cables, transmission lines, or networks using pulse reflection methods

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Locating Faults (AREA)
  • Measurement Of Resistance Or Impedance (AREA)
  • Emergency Protection Circuit Devices (AREA)

Description

15 20 25 30 451 102 2 jordad anläggningsdel. Med anledning av nätens olika utseende användes där- för idag flera olika typer av mätkriteríer. 15 20 25 30 451 102 2 earthed system part. Due to the different appearance of the nets, several different types of measurement criteria were used today.

Ett ojordat nät kan förekomma då nätets totala ledningslängd inte är alltför stor. Jordslutningsströmmen blir påså vis begränsad av nätets kapacitiva reak- tans till jord och eventuellt övergångsmotståndet för felstället. Man an- vänder här strömriktreläer som är känsliga för jordfelsströmmar som rela- tivt nollpunktsspänningen är kapacitiva.An unearthed network may occur when the total cable length of the network is not too large. The earth fault current is thus limited by the capacitive reactance of the network to earth and possibly the transition resistance of the fault location. Current-directed relays are used here that are sensitive to earth-fault currents that are relatively capacitive to the zero point voltage.

Direktjordade nät förekommer sällan på distributionsnivå då jordslutnings- strömmen kan anta mycket höga värden. Däremot är direktjordning vanlig för transmissionsnäten. Då direktjordning innebär att nätets nollpunktsspänning är noll, utnyttjas endast jordslutningsströmmen för selektiv jordfelsdetek- tering eller bortkoppling av felaktig linje.Direct-earthed networks rarely occur at the distribution level as the earth fault current can assume very high values. On the other hand, direct earthing is common for transmission networks. When direct earthing means that the network's zero point voltage is zero, only the earth fault current is used for selective earth fault detection or disconnection of an incorrect line.

Jordning via nollpunktsresistor större än 500 förekommer i mindre och medel- stora nät. Nollpunktsresistorn väljs så att tillräcklig aktiv eller som man också säger resistiv ström, dvs ström som ligger i fas med nollpunktsspän- ningen, erhålles vid jordfel. Nätet skyddas av strömriktreläer som är käns- liga för resistiv jordfelsström och som matas med den ström som går via *N nollpunktsmotståndet.Grounding via zero point resistors larger than 500 occurs in small and medium-sized networks. The zero point resistor is selected so that sufficiently active or, as it is also called, resistive current, ie current that is in phase with the zero point voltage, is obtained in the event of an earth fault. The mains is protected by current-relay relays which are sensitive to resistive earth-fault current and which are supplied with the current passing through the * N zero-point resistor.

Jordning med nollpunktsreaktor och nollpunktsresistor förekommer i större nät där den kapacitiva jordfelsströmmen annars skulle bli för hög. Den kapa- citiva jordslutningsströmmen kompenseras med nollpunktsreaktorn så, att man får ett avstämt nät. För selektiv bortkoppling av jordfelsbehäftad anlägg- ningsdel används strömriktreläer som är känsliga För resistiv jordfelsström, dvs strömmen genom nollpunktsmotståndet. Ibland finns speciell automatik som handhar ur- och inkoppling av nollpunktsmotståndet så att chans till självsläckning av felet ges, innan någon reläfunktion tar vid och kopplar bort linjen.Grounding with a zero point reactor and zero point resistor occurs in larger networks where the capacitive earth fault current would otherwise be too high. The capacitive earth fault current is compensated with the zero point reactor so that a tuned network is obtained. For selective disconnection of earth-fault-affected system components, current-direction relays are used that are sensitive to resistive earth-fault current, ie the current through the zero-point resistor. Sometimes there is special automation that handles disconnection and connection of the zero point resistor so that a chance of self-extinguishing of the fault is given, before any relay function takes over and disconnects the line.

Jordning med nollpunktsreaktor förekommer i stora distributionsnät. För övrigt gäller samma som vid jordning med reaktor och resistor, dock förut- sättes att nollpunktsreaktorns inre resistans skall vara tillräckligt hög så att en resistiv strömkomponent skall kunna utvärderas.Grounding with a zero point reactor occurs in large distribution networks. Otherwise, the same applies as for earthing with a reactor and resistor, however, it is assumed that the internal resistance of the zero point reactor must be sufficiently high so that a resistive current component can be evaluated.

De komponenter och system för jordfelsmätning, identifiering och bortkopp- ling som används idag kan, som delvis framgått av det som har redovisats, på grund av olika jordningsprinciper inte göras lika. Den önskvärda känslig- heten och snabbheten kan_he1ler inte uppnås. 20 25 30 3 451 102 I direktjordade nät kan dock teoretiskt en relativt hög känslighet för jord- felsskydden erhållas med möjlighet till selektiv detektering av fel med höga övergångsmotstånd. Denna typ av jordning gäller främst transmissionsnäten.The components and systems for earth fault measurement, identification and disconnection used today cannot, as has been shown in part from what has been reported, be made the same due to different earthing principles. The desired sensitivity and speed can not be fully achieved. In direct-earthed networks, however, a relatively high sensitivity to earth-fault protection can theoretically be obtained with the possibility of selective detection of faults with high transition resistances. This type of earthing mainly applies to transmission networks.

Ojordade nät ger också relativt goda möjligheter till selektiv detektering av jordfel med hög övergångsresistans. Ojordade nät är dock mindre vanliga, eftersom bara små nät kan komma ifråga. Dessutom vill man oftast undvika ojordade nät med tanke på risken för íntermittenta jordfel.Unearthed networks also provide relatively good opportunities for selective detection of earth faults with high transition resistance. However, unearthed nets are less common, as only small nets can be considered. In addition, you usually want to avoid unearthed nets given the risk of intermittent earth faults.

I nät som är resistansjordade motsvarande en jordfelsström på 2-15 A, och nät med reaktorjordning tillsammans med resistansjordning ger strömrikt- reläer som är känsliga för resistiva jordfelsströmmar varierande känslighet för jordfel med hög övergångsresistans. Känsligheten beror till stor del på nätets storlek. Generellt sett kan dock sägas, att stora nät ger begränsade möjligheter till god selektiv detektering av högohmiga jordfel.In networks that are resistance grounded corresponding to an earth fault current of 2-15 A, and networks with reactor earth together with resistance earth, current-relay relays that are sensitive to resistive earth fault currents vary in sensitivity to earth faults with high transition resistance. The sensitivity largely depends on the size of the network. In general, however, it can be said that large networks provide limited opportunities for good selective detection of high-impedance earth faults.

De tre väsentligaste orsakerna till den begränsade känsligheten hos ström- riktreläer som är känsliga för resistiv jordfelsström är följande: Vid låga jordfelsströmmar, där den kapacitiva eller den induktiva kompo- santen är dominerande kan strömtransformatorns vinkelfel förorsaka felmät- ning.The three main reasons for the limited sensitivity of current directional relays that are sensitive to resistive earth fault current are the following: At low earth fault currents, where the capacitive or inductive component is dominant, the angle error of the current transformer can cause fault measurement.

Vid fel med låg utbildningsgrad har effekt- och strömriktreläer svårigheter att mäta I x cosm vid stora Q, dvs i området m = 800 - 900.In the case of faults with a low degree of education, power and current direction relays have difficulty measuring I x cosm at large Q, ie in the range m = 800 - 900.

Av praktiska skäl kan man inte ställa in reläernas känslighet godtyckligt högt. Detta kan ha flera orsaker, såsom läckströmmar vid isolatorer, spon- tana kontakter med vegetation eller saltstormar nära havskustar. En för hög känslighet hos jordfelsskydden skulle därför resultera i obefogade utlösningar.For practical reasons, the sensitivity of the relays cannot be set arbitrarily high. This can have several causes, such as leakage currents at insulators, spontaneous contact with vegetation or salt storms near sea shores. Excessive sensitivity of earth-fault protection would therefore result in unjustified tripping.

Det finns ett uttalat önskemål från elkraftdistributörernas sida att kunna detektera jordfel med högre övergångsresistans i felstället än vad man för närvarande klarar (~'3 kfl). I många transmissíonsnät kan man också få jord- fel med höga felresistanser. Dessa fel är svåra att detektera med t ex impe- dansreläer.There is a strong desire on the part of electric power distributors to be able to detect earth faults with a higher transition resistance in the fault location than is currently possible (~ '3 k fl). In many transmission networks, you can also get earth faults with high fault resistances. These faults are difficult to detect with, for example, impedance relays.

Det är ett välkänt faktum att jordfel som inte lokaliseras och kopplas bort i tid kan leda till personskada eller brandfara. Av speciellt intresse torde här vara s k bakmatade jordfel, dvs fel där en fas får avbrott och jordfel 10 15 20 25 451 102 u uppstår i fasen efter avbrottsstället med matning via belastningsobjektet.It is a well-known fact that earth faults that are not located and disconnected in time can lead to personal injury or fire hazard. Of particular interest here should be so-called back-fed earth faults, ie faults where a phase is interrupted and earth faults occur in the phase after the interruption point with feeding via the load object.

Dessa fel kan idag förbli oupptäckta under lång tid.These errors can today remain undetected for a long time.

Förutom ovan angivna generella redovisningar av jordfelsskydds utformning och problem skall också såsom känd teknik anges svensk patentansökan 8106M36-2 (EP 82710051.2).In addition to the above-mentioned general reports of earth fault protection design and problems, Swedish patent application 8106M36-2 (EP 82710051.2) must also be stated as known technology.

Denna uppfinning anger en metod och anordning för att detektera jordfel i nät för distribution av elektrisk kraft från en kraftstation från vilken utgår ett antal i nätet ingående linjer och där varje linjes jordfelsström uppmätes. Enligt denna metod utväljes den linje som uppvisar störst aktiv jordfelsström alternativt störst jordfelsström eller störst ändring i jord- felsström. Därefter jämföras den uppmätta jordfelsströmmen eller ändringen i densamma i den utvalda linjen med åtminstone ett förutbestämt referens- värde. En felindikering erhålles vid en nivå överstigande referensvärdct.This invention provides a method and apparatus for detecting earth faults in networks for distributing electrical power from a power station from which a number of lines included in the network emanate and where the earth fault current of each line is measured. According to this method, the line that shows the largest active earth fault current or the largest earth fault current or the largest change in earth fault current is selected. Then the measured earth fault current or the change in it in the selected line is compared with at least one predetermined reference value. An error indication is obtained at a level exceeding the reference value.

FIGUHFÖRTECKNING Figur 1 visar en kraftledning i felfritt tillstånd mellan två stationer P och Q som matas från två kraftkällor A och B.LIST OF FIGURES Figure 1 shows a power line in faultless condition between two stations P and Q which are fed from two power sources A and B.

Figur 2 visar verklig spänningsfördelníng utefter ledningen enligt fig 1 mellan kraftkällorna.Figure 2 shows the actual voltage distribution along the line according to Figure 1 between the power sources.

Figur 3 visar samma spänningsfördelning, där spänningen utgöres av beräk: nade Väfdêfl med en i P eller en i Q belägen vågledarmodell, baserad på i_P och O uppmätta spännings- och strömvärden.Figure 3 shows the same voltage distribution, where the voltage consists of calculated Väfdê fl with a waveguide model located in P or in Q, based on voltage and current values measured in i_P and 0.

Figur U visar samma kraftledning som i figur 1 med ett fel F mellan P och Q Figur 5 visar uppmätt spänning utmed ledningen efter det att ett högresis- mv: fel har inträffat.Figure U shows the same power line as in figure 1 with a fault F between P and Q Figure 5 shows measured voltage along the line after a high-resistivity, etc. fault has occurred.

Figur 6 vis-år spänningsdifferensen AU utefter' ledningen mellan uppmätt eller' beräknad spänning före fel och spänning beräknad med vågledarmodellen efter fel.Figure 6 shows the voltage difference AU according to the 'line between measured or' calculated voltage before fault and voltage calculated with the waveguide model after fault.

Figur 7 återger en utförandeform av en anordning för detektering av hög- resistivt fel enligt uppfinningen med digital vågledarmodell.Figure 7 shows an embodiment of a device for detecting high-resistivity error according to the invention with digital waveguide model.

IN 10 25 30 5 451 102 REDOGÖRELSE FÖR UPPFINNINGEN, TEORETISK BAKGRUND I figur 1 visas en kraftledning mellan två stationereller mätpunkter P och 0.IN 10 25 30 5 451 102 DESCRIPTION OF THE INVENTION, THEORETICAL BACKGROUND Figure 1 shows a power line between two station or measuring points P and 0.

Ledningen matas i det visade exemplet från två kraftkällor A och B. PO kan tänkas vara en transmissionslinje mellan två nät A och B, en ledning i ett maskat nät eller en ledning som förbinder en kraftstation A med en effekt- förbrukning.The line is supplied in the example shown from two power sources A and B. PO can conceivably be a transmission line between two networks A and B, a line in a masked network or a line connecting a power station A with a power consumption.

Figur 2 visar den verkliga spänningsfördelningen utefter ledningen i ett felfritt tillstånd, EA resp EB är respektive kraftkällors emk och U'P resp U'Q är uppmätt spänning i P respektive Q.Figure 2 shows the actual voltage distribution along the line in a fault-free state, EA and EB, respectively, are the emf of the respective power sources and U'P and U'Q, respectively, are measured voltages in P and Q, respectively.

I en uppfinning enligt svenska patentskriften SE 8403226-7 anges hur man kan använda en s k vågledarmodell av en ledning för att beräkna spännings- fördelningen utefter ledningen. Dessa beräkningar är baserade på spännings- vågors utbredning på ledningen. Metoden innebär att man med vissa bestämda tidsintervall utför en mätning av strömmens och spänningens momentanvärden i ledningens ändpunkt, exempelvis i en station. Med dessa värden och med hjälp av vågledarmodellen kan man beräkna spänningen i ett antal kontroll- punkter utefter ledningen och på detta sätt få spänningens fördelning ut- efter ledningen.An invention according to the Swedish patent specification SE 8403226-7 states how one can use a so-called waveguide model of a line to calculate the voltage distribution along the line. These calculations are based on the propagation of voltage waves on the line. The method means that with certain determined time intervals a measurement is made of the instantaneous values of the current and voltage at the end point of the line, for example in a station. With these values and with the help of the waveguide model, you can calculate the voltage at a number of control points along the line and in this way get the voltage distribution along the line.

Med hjälp av i stationerna P och Q uppmätta ström- och spänningsvärden kan därför med_vågledarmodellen kontrollspänningarna eller spänningsfördelningen från P mot Q utmed ledningen respektive från Q mot P i felfritt tillstånd beräknas, se fig 3. Detta innebär att samma spänningsfördelning erhålles som i fig 2 inom de gränser som bestämmes av mätfel i mätvärdestransforma- torer och osäker parameterkännedom.With the aid of current and voltage values measured in stations P and Q, therefore, with the waveguide model the control voltages or voltage distribution from P to Q along the line and from Q to P in faultless condition can be calculated, see Fig. 3. This means that the same voltage distribution is obtained as in Fig. 2 within the limits determined by measurement errors in measurement value transformers and uncertain parameter knowledge.

I ett idealt transmissionssystem är nollföljdsspänningen noll i det fel- fria fallet. Man kan i praktiken anta att den är liten. Det gäller speciellt den del av nollföljdsspänningen som alstras av osymmctri i den övervakade ledníflåefl- Den spänningsändring som uppstår vid fel kan antingen tänkas vara den skillnadsspänning AU som enligt Helmholtz-Thévenins teorem uppstår i nätets olika punkter på grund av felet eller enbart nollföljdskomponenten av denna förändring. Slutsatser som dras är giltiga för båda tolkningarna av AU. I det felfria fallet är således AU = 0 i samtliga mätpunkter.In an ideal transmission system, the zero-sequence voltage is zero in the fault-free case. In practice, one can assume that it is small. This applies in particular to the part of the zero-sequence voltage which is generated by asymmetry in the monitored line. . Conclusions drawn are valid for both interpretations of AU. In the error-free case, AU = 0 in all measuring points.

När ledningen enligt figur 1 utsättas för ett internt fel, dvs ett fel 10 15 20 25 451 'IÛ2 mellan mätpunkterna P och Q, se figur U, erhålles en verklig spänningsfördel- ning enligt figur 5. Den största spänningsförändringen AU uppträder i fel- F stället F. Verklig uppmätt spänning i punkterna P och Q återges nu såsom ll h UH _ U P oc Q I det följande kommer tecknet ' att indikera en storhets värde före fel och tecknet " en storhets värde efter fel. För att kunna beskriva uppfinningen behövs vidare ett indexeringsystem som definierar aktuella storheter. Syste- met framgår av följande: Index som innehåller P anger att aktuell storhet har beräknats med värden uppmätta i mätpunkten P.When the line according to Figure 1 is exposed to an internal fault, ie a fault between the measuring points P and Q, see Figure U, a real voltage distribution according to Figure 5 is obtained. The largest voltage change AU occurs in fault F The actual measured voltage at points P and Q is now represented as ll h UH _ UP and QI in the following the sign 'will indicate the value of a quantity before error and the sign' a value of value after error. In order to be able to describe the invention a The system is shown in the following: Index containing P indicates that the current quantity has been calculated with values measured at measuring point P.

Index som innehåller Q anger att aktuell storhet har beräknats med värden uppmätta i mätpunkten O.Indices containing Q indicate that the current quantity has been calculated with values measured at the measuring point O.

Index som innehåller p anger att aktuell storhets värde är beräknat för punkten P.Index containing p indicates that the value of the current quantity is calculated for the point P.

Index som innehåller q anger att aktuell storhets värde är beräknat för punkten Q.Index containing q indicates that the value of the current quantity is calculated for the point Q.

Exempelvis innebär detta att Upq anger en spänning i Q beräknad med värden uppmätta i,P.; Med hjälp av detta system skall nu följande differensspänningar definieras: AuPp= u-P- uf-P (1) Auoq = UIQ _ u--Q (2) Aupq = u-Pq _ u--Pq y (3) Auqp = ufQg- uflop (u) Nollföljdskomponenten i förändringarna fås genom att summan av fasspänning- arna U'R, U'S och U'T bildas. Före fel gäller att U"H + U"S + U"T = O och AU AU ) ( ) och ( Op) man får en enkel beräkning av (AU ) ( O, Pq 0 Pp 0, AUQQ i samt- O liga fall som (ÅU)0 = U'O II C + CI + CI 10 15 20 25 30 7 451 102 I figur 6 har aktuella spänningsdifferenser enligt ekvationerna (1), (2), (3) och (U) redovisats i grafisk form. Man kan konstatera att en anordning i P för beräkning av spänningsfördelningen från P mot Q har en lednings- modell, som är korrekt mellan P och F men felaktig i punkten F, varför be- räknad spänningsfördelning blir felaktig för sträckan FQ. På samma sätt ger en anordning i Q en riktig bild av spänningsfördelningen mellan Q och F men en felaktig fördelning för sträckan mellan F och P. De båda an- ordningarna ger tillsammans en korrekt fördelning av spänningen uppdelad på PF för anordningen i P och QF för anordningen i 0. F är den enda punkten för vilken de båda anordningarna ger samma modellspänning.For example, this means that Upq indicates a voltage in Q calculated with values measured in, P .; Using this system, the following differential voltages will now be defined: AuPp = uP- uf-P (1) Auoq = UIQ _ u - Q (2) Aupq = u-Pq _ u - Pq y (3) Auqp = ufQg- u fl op (u) The zero-sequence component of the changes is obtained by forming the sum of the phase voltages U'R, U'S and U'T. Before error, U "H + U" S + U "T = O and AU AU) () and (Op) you get a simple calculation of (AU) (O, Pq 0 Pp 0, AUQQ in all cases such as (ÅU) 0 = U'O II C + CI + CI 10 15 20 25 30 7 451 102 In Figure 6, current voltage differences according to equations (1), (2), (3) and (U) are shown in graphical It can be stated that a device in P for calculating the voltage distribution from P to Q has a line model, which is correct between P and F but incorrect at point F, so that the calculated voltage distribution becomes incorrect for the distance FQ. method, a device in Q gives a correct picture of the voltage distribution between Q and F but an incorrect distribution for the distance between F and P. The two devices together give a correct distribution of the voltage divided on PF for the device in P and QF for the device in 0. F is the only point for which the two devices provide the same model voltage.

Spänningsdifferenserna AP och AO som de framgår av figur 6, dvs AP AU - AU (5) OP PP AQ = AUPQ - AUQQ ' (6) utgör ett mätfel i Q beträffande spänningsändringen i P respektive ett mät~ fel i Q beträffande spänningsändringen i Q p g a att modellerna vid fel i F inte är korrekta för hela ledningen. Man kan därför kalla AP och AO för modellfelspänningar som alltid är noll om verklig ledning och modell över- ensstämmer. Modellfelspänningen kan nu utnyttjas för jordfelsindikering, eftersom vid felfritt tillstånd både AP och AQ skall vara noll.°I ekvation (5) och (64 kan medelvärde, toppvärde eller effektivvärde av differensspän- ningarna komma till användning.The voltage differences AP and AO as they appear from Figure 6, ie AP AU - AU (5) OP PP AQ = AUPQ - AUQQ '(6) constitute a measurement error in Q regarding the voltage change in P and a measurement error in Q regarding the voltage change in Q due to the models in case of faults in F not being correct for the entire line. One can therefore call AP and AO model fault voltages that are always zero if the actual line and model match. The model fault voltage can now be used for earth fault indication, since in the case of a fault-free state both AP and AQ must be zero. In equations (5) and (64), the mean value, peak value or effective value of the differential voltages can be used.

Rent praktiskt sker feldetektering då AP > sp (7) eller då AO > 8 Eq _ ( ) där cp är den accepterade spänningsskillnaden i P och e är motsvarande värde för Q. Genom att trimma in dessa värden under normal drift kan man, speciellt när förändringar i nollföljdsspänningar skall avkännas för jord- felsdetektering, ställa in skyddet för högohmiga fel som ger större avvikel- ser av a respektive e _ P Q 10 15 20 25 30 35 451 102 ß Eftersom den matematiska modellen för beräkning av kontrollspänningen ut- med ledningen ger en noggrann redovisning av spänningen på ledningen inom de gränser som bestämmes av mätfel m m, innebär detta att även högresistíva fel kan upptäckas. Detta medför att de under känd teknik beskrivna problemen med detektering av högresistiva fel kan bemästras.In practical terms, error detection takes place when AP> sp (7) or when AO> 8 Eq _ () where cp is the accepted voltage difference in P and e is the corresponding value for Q. By trimming these values during normal operation, one can, especially when changes in zero-sequence voltages shall be detected for earth-fault detection, set the protection for high-impedance faults which give greater deviations of a and e respectively _ PQ 10 15 20 25 30 35 451 102 ß Since the mathematical model for calculating the control voltage with the line provides an accurate account of the voltage on the line within the limits determined by measurement errors etc., this means that even highly resistive errors can be detected. This means that the problems described in the prior art with the detection of highly resistive faults can be mastered.

Den kompletta vågledarmodellen ger som angett kontrollspänningar utefter hela ledningen. Som det har framgått av redovisningen av uppfinningen behövs egentligen för feldetekteringen endast tillgång till kontrollspän- ningen i de båda ändpunkterna beräknade med uppmätta värden för respektive motsatta ändpunkt på den skyddade ledningen. Detta innebär att man också kan använda en förenklad version av vågledarmodellen och att anordningen för genomförande av förfarandet enligt uppfinningen därmed blir av väsentligt enklare konstruktion än om en komplett spänningsfördelning med modellen skall framtagas.The complete waveguide model provides, as indicated, control voltages along the entire line. As has been apparent from the description of the invention, only the control voltage at the two endpoints calculated with measured values for the respective opposite endpoint on the protected line is really needed for the error detection. This means that it is also possible to use a simplified version of the waveguide model and that the device for carrying out the method according to the invention thus becomes of significantly simpler construction than if a complete voltage distribution with the model is to be produced.

Förfarandet och anordningen enligt uppfinningen kan tillämpas på både fas- spänningar, huvudspänningar och nollföljdsspänningar.The method and device according to the invention can be applied to both phase voltages, main voltages and zero-sequence voltages.

UTFÖRANDEFORMER En anordning för genomförande av förfarandet enligt uppfinningen framgår av figur 7. I station P uppmätta spänningar och strömmar URP, USP, uTP, iRP, is? och iTP omvandlas från analoga signaler till motsvarande digi- tala sådana i mätvärdesomvandlaren 1. Motsvarande mätvärdesomvandling i " station Q sker i omvandlaren 2. De digitala mätvärdena tillföres var sin respektive digital vågledarmodell 3 och N.EMBODIMENTS A device for carrying out the method according to the invention is shown in Figure 7. In station P measured voltages and currents URP, USP, uTP, iRP, ice? and iTP is converted from analog signals to corresponding digital ones in the measured value converter 1. The corresponding measured value conversion in "station Q takes place in the converter 2. The digital measured values are each supplied with respective digital waveguide models 3 and N.

Som det har framgått av redovisningen av förfarandet kan feldetekteringen ske med hjälp av fasspänning, huvudspänning eller nollföljdsspänning. De från vågledarmodellen avgivna spänningsvärdena U kan således vara vilka som helst av nämnda spänningar, dock måste samtliga representera samma spänning, exempelvis måste samtliga U vara huvudspänningar.As has been apparent from the description of the method, the error detection can take place with the aid of phase voltage, main voltage or zero-sequence voltage. The voltage values U emitted from the waveguide model can thus be any of the said voltages, however, they must all represent the same voltage, for example all U must be main voltages.

Värdet på U"P, som kan vara ett medelvärde av aktuell spänning under en period jämföres i summatorn 5 med Uk , dvs medelvärdet av samma spänning uppmätt för föregående period. I stationärt och felfritt tillstånd blir differensen AUPD noll. Då ett nytt mätvärde för nästkommande period blir tillgängligt överförs ett befintligt U"P till ett nytt U? och det nya mät- värdet bildar ett nytt U"P. Denna skiftning och uppdatering sker kontinuer- ligt ända till dess att ett fel inträffar, varvid AUPp får ett värde skilt från noll. 10 20 25 q 451 102 Med hjälp av i P uppmätta spännings- och strömvärden kan med vågledarmodel- len spänningen U"Pq, dvs spänningen i station Q, beräknas, likaså värdet på U'Pq, dvs värdet en period tidigare. Dessa två värden jämföres med var- bildas. andra i summatorn 6, varvid differensen AUPq För att kunna exekvera ekvationerna (5) och (6), dvs bilda differenserna och AU Qq OP föringen sker via en sändare 9 och en mottagare 10. Exekveringen kan själv- AP och AQ måste värdena på AU överföras till station P. Över- och AU måste överföras fallet ske i station Q, varvid värdena på AUPp Pq från station P till Q.The value of U "P, which can be an average value of current voltage for a period, is compared in the summator 5 with Uk, ie the average value of the same voltage measured for the previous period. In the stationary and faultless state the difference becomes AUPD zero. Then a new measured value for the next period becomes available, an existing U "P is transferred to a new U? and the new measured value forms a new U "P. This shift and update takes place continuously until an error occurs, whereby AUPp gets a value other than zero. 10 20 25 q 451 102 Using the measured in P voltage and current values can be calculated with the waveguide model the voltage U "Pq, ie the voltage at station Q, as well as the value of U'Pq, ie the value a period earlier. These two values are compared with var- formed. second in the summator 6, whereby the difference AUPq In order to execute the equations (5) and (6), ie form the differences and the AU Qq OP conduction takes place via a transmitter 9 and a receiver 10. The execution can self- AP and AQ must the values of AU transferred to station P. The transfer and AU must be transferred in the case of station Q, whereby the values of AUPp Pq from station P to Q.

Skillnadsspänningsvärdet AP bildas nu i enlighet med ekvation (5) i summator 11 och motsvarande AQ i summator 12. Om AP överstiger accepterad skillnade- spänning ep i station P erhålles feldetekteríngssignal Fp via jämförelse- element 13 och på samma sätt erhålles feldetekteríngssignal Fq då AQ över- och AU Oq Op Pq och AUPp motsva- stiger eq via jämförelseelement 1H. Eftersom en överföring av AU inte kan ske utan kanaltidsfördröjning, fördröjer man AU rande tid innan AP och AQ bildas.The difference voltage value AP is now formed in accordance with equation (5) in summator 11 and the corresponding AQ in summator 12. If AP exceeds accepted difference voltage ep in station P, error detection signal Fp is obtained via comparison element 13 and in the same way error detection signal Fq is obtained when AQ is over and AU Oq Op Pq and AUPp correspond to eq via comparison element 1H. Since a transfer of AU cannot take place without a channel time delay, the AU time is delayed before AP and AQ are formed.

De i anordningen ingående delarna, såsom analog-dígitalomvandlare, våg- ledarmodell, summatorer och jämförelseorgan, kan självfallet med modern teknik integreras i mer eller mindre grad.The components included in the device, such as analog-to-digital converters, waveguide model, summators and comparison means, can of course be integrated to a greater or lesser degree with modern technology.

I ett alternativt analogt utförande utgöres 1 och 2 av analoga mätvärdes- omvandlare/anpassníngsenheter och vågledarmodellerna 2 och H av analoga" sådana. Den vidare signalbehandlingen utföres då också lämpligen i analoga enheter.In an alternative analogous embodiment, 1 and 2 consist of analog measured value converters / adaptation units and the waveguide models 2 and H of analogous "ones". The further signal processing is then also suitably performed in analog units.

Alternativa utföranden av anordningen omfattar såsom omtalat i förfarande- beskrivningen att man använder en komplett vågledarmodell med vars hjälp man kan få spänningsfördelningen utmed hela linjen mellan P och Q eller att man använder en förenklad modell som enbart ger kontrollspänning i respektive motstående station.Alternative embodiments of the device comprise, as mentioned in the process description, that a complete waveguide model is used by means of which the voltage distribution along the entire line between P and Q can be obtained or that a simplified model is used which only provides control voltage in each opposite station.

Claims (9)

451 102 10 PATENTKRAV ru451 102 10 PATENTKRAV ru 1. Förfarande för detektering av högresistivt jordfel på en kraftledning belägen mellan tvâ stationer (P, 0) ingående i ett fief-fasigt distributione- eller transmissionssystem. I ledningens båda ändpunkter (P, Q) utförs mät- ning i varje fas av ström och spänning, vilka tillföres en vågledarmodell (2, 3) i respektive station. Med hjälp av vågledarmodellerna erhålles spän- ningsfördelningen utmed ledningen sedd både från station P och Q. Förfarandet k ä n n e t e c k n a s av att - AUPP bildas som differensen mellan i station P uppmätt eller med våg- ledarmodellen beräknad spänning (U'p) och motsvarande spänning (U"P) en period tidigare, - AUQQ bildas som differensen mellan i station Q uppmätt eller med våg- ledarmodellen beräknad spänning (U'O) och motsvarande spänning (U"Q) en period tidigare, - AUPQ bildas som differensen mellan i vågledarmodellen i station P med i station P uppmätta värden på strömmar och spänningar beräknad spänning (U'Pq) i station Q och motsvarande spänning (U" ) en period tidigare, Pq s - AUQP bildas,som differensen mellan i vågledarmodellen i Q med i station O uppmätta värden på strömmar och spänningar beräknad spänning (U'n ) v: i station P och motsvarande spänning (U"Qp) en period tidigare, - AP bildas som differensen mellan AUQP och AUPP AQ bildas som differensen mellan AUPQ och AUQQ och att feldetektering erhålles då AP > e P eller då AO > EQ där ap är accepterad spänningsskillnad i P och eq är motsvarande värde i Q. v 451 102 11Method for detecting high - resistance earth fault on a power line located between two stations (P, 0) included in a five-phase distribution or transmission system. At the two end points of the line (P, Q), measurement is performed in each phase of current and voltage, which are applied to a waveguide model (2, 3) in each station. With the help of the waveguide models, the voltage distribution along the line is obtained seen from both station P and Q. The process is characterized by - AUPP being formed as the difference between voltage (U'p) measured in station P or with the waveguide model and the corresponding voltage ( U "P) a period earlier, - AUQQ is formed as the difference between voltage (U'O) measured in station Q or calculated with the waveguide model and the corresponding voltage (U" Q) a period earlier, - AUPQ is formed as the difference between in the waveguide model in station P with in station P measured values of currents and voltages calculated voltage (U'Pq) in station Q and corresponding voltage (U ") a period earlier, Pq s - AUQP is formed, as the difference between in the waveguide model in Q with in station O measured values of currents and voltages calculated voltage (U'n) v: in station P and corresponding voltage (U "Qp) a period earlier, - AP is formed as the difference between AUQP and AUPP AQ is formed as the difference between AUPQ and AUQQ and that error detection is obtained when AP> e P or when AO> EQ where ap is the accepted voltage difference in P and eq is the corresponding value in Q. v 451 102 11 2. Förfarande enligt patentkrav 1, k ä n n e t e c k n a d av att AU , AU , AU och AU bildas som summor av fasspänningar eller huvud- PP Qq Pq QP spänningar för samma period.Method according to claim 1, characterized in that AU, AU, AU and AU are formed as sums of phase voltages or main PP Qq Pq QP voltages for the same period. 3. Förfarande enligt patentkrav 1, k ä n n e t e c k n a t av att i ingående vågledarmodeller spänníngsfördelningen utmed hela ledningen sedd från respektive station kan beräknas.3. A method according to claim 1, characterized in that in included waveguide models the voltage distribution along the entire line seen from the respective station can be calculated. 4. U. Förfarande enligt patentkrav 1, k ä n n e t e c k n a t av att i ingående vågledarmodeller enbart spänningen i egen och motstående station kan beräknas.4. A method according to claim 1, characterized in that in input waveguide models only the voltage in own and opposite station can be calculated. 5. Förfarande enligt patentkrav 1, k ä n n e t e c k n a t av att från vågledarmodellerna avgivna spänningar utgöres av fasspänningar.5. A method according to claim 1, characterized in that voltages emitted from the waveguide models are phase voltages. 6. Förfarande enligt patentkrav 1, k ä n n e t e c k n a t av att från . . ._ . H ._ . vagledarmodellerna avgivna spanningar utgores av huvudspanningar.A method according to claim 1, characterized in that from. . ._. HRS ._ . the voltages emitted by the waveguide models consist of main voltages. 7. Förfarande patent patentkrav 1, k ä n n e t e c k n a t av att från vågledarmodellerna avgivna spänningar utgöres av nollföljdsspänningar.7. A method according to claim 1, characterized in that voltages emitted from the waveguide models consist of zero-sequence voltages. 8. Förfarande enligt patentkrav 1, k ä n n e t e c k n a t av att spän- , AU , AU och AU bildas som differensen mellan Pp Qq Pq QP aktuella uppmätta i två på varandra följande halvperioder. “ ningsdiffercnserna AUA method according to claim 1, characterized in that voltage, AU, AU and AU are formed as the difference between Pp Qq Pq QP current measured in two consecutive half periods. “Ningsdiffercnserna AU 9. Anordning för genomförande av förfarandet för detektering av hög- resistivt fel på en kraftledning belägen mellan två stationer (P, Q), vilken anordning omfattar organ i båda stationerna. Organen utgöres av analog-digitalomvandlare (1, 2), digitala vågledarmodeller (3, U), summa- torer (5, 6, 7, 8, 11, 12), sändare (9) och mottagare (10) samt organ (13, 1h) för jämförelse med förutbestämda värden (ap, eq). Anordningen är k ä n n e t e c k n a d av att - en första summator (5) är anordnad att bilda en differensspänning AUPP lika med dífferensen mellan i station P uppmätt eller med vågledar- modellen i P beräknad spänning (U'P) under en period och motsvarande Spänning (U"P) en period tidigare. 451 102 12 - en andra summator (7) är anordnad att bilda en differensspänning AUQQ lika med differensen mellan i station Q uppmätt eller med vågledar- modellen i Q beräknad spänning (U'Q) under en period och motsvarande spänning (U"Q) en period tidigare. - en tredje summator (6) är anordnad att bilda en dífferensspänning AUPq lika med differensen mellan i vågledarmodellen i station P med i station P uppmätta värden på spänningar och strömmar beräknad spänning (U'Pq) i station Q och motsvarande spänning (U"Pq) en period tidigare, - en fjärde summator (8) är anordnad att bilda en differensspänning AUQP lika med differensen mellan i vågledarmodellen i station Q med i station Q uppmätta värden på spänningar och strömmar beräknad spänning (U'Qp) och motsvarande spänning (U"Qp) en period tidigare, - differensspänningarna AUQq (AUEP) och AUQp (AUPQ) är anordnade att via sändare och mottagare överföras från station Q till P (F till Q), - en femte summator (11) är anordnad att bilda differensen AP = AUPP - AUQP, - en sjätte summator (12) är anordnad att bilda differensen AQ : Aüpq - AUQQ samt att via ett första jämförelseorgan (13)'anordningen är anordnad att avge en första signal (Fp) om högresistivt jordfel då AP är större än i P accepterad spänningsskillnad sp och att via ett andra jämförelseorgan (IH) anordningen är anordnad att avge en andra signal (Fq) om högresis- tivt jordfel då AO är större än i Q accepterad spänningsskillnad cq WO. Anordning enligt patentkrav 9, k ä n n e t e c k n a d av att ingående organ är anordnade för analog signalbehandling. 'I I:Device for carrying out the method for detecting high-resistivity fault on a power line located between two stations (P, Q), which device comprises means in both stations. The means consist of analog-to-digital converters (1, 2), digital waveguide models (3, U), summators (5, 6, 7, 8, 11, 12), transmitters (9) and receivers (10) and means (13 , 1h) for comparison with predetermined values (ap, eq). The device is characterized in that - a first summator (5) is arranged to form a differential voltage AUPP equal to the difference between voltage measured in station P or with the waveguide model in P calculated voltage (U'P) for a period and the corresponding voltage ( U "P) a period earlier. 451 102 12 - a second summator (7) is arranged to form a difference voltage AUQQ equal to the difference between voltage measured at station Q or with the waveguide model in Q calculated voltage (U'Q) during a period and the corresponding voltage (U "Q) a period earlier. - a third summator (6) is arranged to form a differential voltage AUPq equal to the difference between in the waveguide model in station P with values measured in station P of voltages and currents calculated voltage (U'Pq) in station Q and corresponding voltage (U "Pq ) a period earlier, - a fourth summator (8) is arranged to form a differential voltage AUQP equal to the difference between in the waveguide model in station Q with in values Q measured values of voltages and currents calculated voltage (U'Qp) and corresponding voltage (U "Qp) a period earlier, - the difference voltages AUQq (AUEP) and AUQp (AUPQ) are arranged to be transmitted via transmitter and receiver from station Q to P (F to Q), - a fifth summator (11) is arranged to form the difference AP = AUPP - AUQP, - a sixth summator (12) is arranged to form the difference AQ: Aüpq - AUQQ and that via a first comparison means (13) the device is arranged to emit a first signal (Fp) of highly resistive earth fault when AP is larger than in P accepted p voltage difference sp and that via a second comparator (1H) the device is arranged to emit a second signal (Fq) of high-resistance earth fault when AO is greater than the voltage difference or WO accepted in Q. Device according to claim 9, characterized in that the included means are arranged for analog signal processing. 'I I:
SE8506063A 1985-12-20 1985-12-20 PROCEDURE FOR DETECTING HOGRESISTIVE EARTH ERROR ON A POWER PIPE LOCATED BETWEEN TWO STATIONS AND THE DEVICE FOR IMPLEMENTATION OF THE PRESENT PROCEDURE SE451102B (en)

Priority Applications (6)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SE8506063A SE451102B (en) 1985-12-20 1985-12-20 PROCEDURE FOR DETECTING HOGRESISTIVE EARTH ERROR ON A POWER PIPE LOCATED BETWEEN TWO STATIONS AND THE DEVICE FOR IMPLEMENTATION OF THE PRESENT PROCEDURE
EP86117526A EP0227017B1 (en) 1985-12-20 1986-12-17 Method for detecting high resistance ground faults on a power transmission line
DE8686117526T DE3682174D1 (en) 1985-12-20 1986-12-17 METHOD FOR DISPLAYING A HIGH-RESISTANCE FAULT FAULT IN AN ENERGY TRANSMISSION PIPE.
US06/942,988 US4800509A (en) 1985-12-20 1986-12-18 Detection of high resistance faults in electrical power supply network
JP61302732A JPS62152324A (en) 1985-12-20 1986-12-18 Method and apparatus for detecting high resistance groundingfailure
CA000525753A CA1266301A (en) 1985-12-20 1986-12-18 Detection of high resistance faults in electric power supply network

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SE8506063A SE451102B (en) 1985-12-20 1985-12-20 PROCEDURE FOR DETECTING HOGRESISTIVE EARTH ERROR ON A POWER PIPE LOCATED BETWEEN TWO STATIONS AND THE DEVICE FOR IMPLEMENTATION OF THE PRESENT PROCEDURE

Publications (3)

Publication Number Publication Date
SE8506063D0 SE8506063D0 (en) 1985-12-20
SE8506063L SE8506063L (en) 1987-06-21
SE451102B true SE451102B (en) 1987-08-31

Family

ID=20362554

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SE8506063A SE451102B (en) 1985-12-20 1985-12-20 PROCEDURE FOR DETECTING HOGRESISTIVE EARTH ERROR ON A POWER PIPE LOCATED BETWEEN TWO STATIONS AND THE DEVICE FOR IMPLEMENTATION OF THE PRESENT PROCEDURE

Country Status (6)

Country Link
US (1) US4800509A (en)
EP (1) EP0227017B1 (en)
JP (1) JPS62152324A (en)
CA (1) CA1266301A (en)
DE (1) DE3682174D1 (en)
SE (1) SE451102B (en)

Families Citing this family (54)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5483462A (en) * 1990-05-07 1996-01-09 Cornell Research Foundation, Inc. On-line method for determining power system transient stability
EP0459522B1 (en) * 1990-05-31 1995-12-20 Nissin Electric Company, Limited Fault location method for a parallel two-circuit transmission line with N terminals
SE469615B (en) * 1991-12-20 1993-08-02 Asea Brown Boveri PROCEDURE AND DEVICE TO DETECT A DISTRIBUTION BETWEEN LEADERS IN POWER SUPPLY LINES WITH DIFFERENT VOLTAGE LEVELS
JP3284589B2 (en) * 1992-06-01 2002-05-20 株式会社日立製作所 Transmission line protection method and protection relay device
US5457636A (en) * 1993-07-29 1995-10-10 Pitney Bowes Inc. Postal finishing kiosk
US5659453A (en) * 1993-10-15 1997-08-19 Texas A&M University Arc burst pattern analysis fault detection system
US5512832A (en) * 1993-10-15 1996-04-30 The Texas A & M University System Energy analysis fault detection system
US5506789A (en) * 1993-10-15 1996-04-09 The Texas A & M University System Load extraction fault detection system
US5550751A (en) * 1993-10-15 1996-08-27 The Texas A & M University System Expert system for detecting high impedance faults
US5485093A (en) * 1993-10-15 1996-01-16 The Texas A & M University System Randomness fault detection system
US5600526A (en) * 1993-10-15 1997-02-04 The Texas A & M University System Load analysis system for fault detection
US5578931A (en) * 1993-10-15 1996-11-26 The Texas A & M University System ARC spectral analysis system
GB2286088B (en) * 1994-01-26 1997-09-24 Gec Alsthom Ltd A method of locating the position of a fault on a power transmission line
DE19533113A1 (en) * 1995-09-07 1997-03-13 Siemens Ag Device for measuring the signal transit time of a digital transmission device
DE19545267C2 (en) * 1995-11-27 1999-04-08 Siemens Ag Method for obtaining faulty loops in signals characterizing a multi-phase electrical power supply network
US5726574A (en) * 1996-03-11 1998-03-10 Electric Power Research Institute, Inc Method of locating a fault in an electric power cable
US5729144A (en) * 1996-12-02 1998-03-17 Cummins; Kenneth L. Systems and methods for determining location of a fault on an electric utility power distribution system
EP1160197A1 (en) 2000-05-29 2001-12-05 Ciba Specialty Chemicals Water Treatments Limited Treatment of phosphate containing rock
US6888708B2 (en) 2001-06-20 2005-05-03 Post Glover Resistors, Inc. Method and apparatus for control and detection in resistance grounded electrical systems
US7180300B2 (en) * 2004-12-10 2007-02-20 General Electric Company System and method of locating ground fault in electrical power distribution system
US7847562B2 (en) * 2006-11-29 2010-12-07 2D2C, Inc. Method and apparatus for detection of resistive fault conditions
CA2585820A1 (en) * 2007-04-18 2008-10-18 Hydro-Quebec Localizing faults on an electrical network using distributed voltage measurement
US8942954B2 (en) * 2010-09-16 2015-01-27 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Fault location in a non-homogeneous electric power line
CA2850834C (en) 2011-10-12 2015-12-29 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Fault location using traveling waves
WO2013064176A1 (en) * 2011-11-01 2013-05-10 Abb Technology Ag Travelling-wave based fault protection of high-voltage transmission lines
RU2505826C2 (en) * 2012-01-11 2014-01-27 Общество с ограниченной ответственностью "Исследовательский центр "Бреслер" Method of determining point and nature of damage to multiwire power grid
US8990036B1 (en) 2013-09-16 2015-03-24 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Power line parameter adjustment and fault location using traveling waves
US9588168B2 (en) 2013-09-16 2017-03-07 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Fault location using traveling waves
US9488689B2 (en) 2014-08-28 2016-11-08 General Electric Company Systems and methods for identifying fault location using distributed communication
EP3194987A4 (en) 2014-09-16 2018-06-13 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Fault detection in electric power delivery systems using underreach, directional, and traveling wave elements
US9509399B2 (en) 2015-02-13 2016-11-29 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Transmission line protection using traveling waves in optical ground wire fiber
WO2017049224A1 (en) 2015-09-18 2017-03-23 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Time-domain line protection of electric power delivery systems
US10090664B2 (en) 2015-09-18 2018-10-02 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Time-domain directional line protection of electric power delivery systems
CN105223466B (en) * 2015-09-24 2017-11-10 昆明理工大学 It is a kind of using modulus maximum than extra high voltage direct current transmission line method of single end distance measurement
CN108141043A (en) 2015-10-12 2018-06-08 施瓦哲工程实验有限公司 Traveling wave directed element
US10564247B2 (en) 2015-10-13 2020-02-18 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Testing system for traveling wave fault detectors
US10564246B2 (en) 2015-10-13 2020-02-18 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Testing system for traveling wave fault detectors
EP3362805A4 (en) 2015-10-13 2019-06-19 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Electric power system monitoring using high-frequency signals
EP3362807A4 (en) 2015-10-14 2019-06-26 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. High-frequency electric power system signal processing system
WO2017218600A1 (en) 2016-06-13 2017-12-21 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Overcurrent element in time domain
WO2017218558A1 (en) 2016-06-14 2017-12-21 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Phase selection for traveling wave fault detection systems
US10236675B2 (en) 2016-07-26 2019-03-19 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Fault detection and protection during steady state using traveling waves
US10295585B2 (en) 2016-11-11 2019-05-21 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Traveling wave based single end fault location
US10585133B2 (en) 2016-11-11 2020-03-10 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Electric power fault protection device using single-ended traveling wave fault location estimation
CN107390046B (en) * 2017-06-19 2019-08-30 天津大学 A kind of high voltage direct current transmission line fault type judgement method
CN107632230A (en) * 2017-10-28 2018-01-26 深圳市索图科技有限公司 Small current neutral grounding system ground short circuit fault-line selecting method
US11280834B2 (en) 2018-08-30 2022-03-22 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Detection of low-energy events in an electric power system
US10677834B2 (en) 2018-09-14 2020-06-09 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Distance protection of electric power delivery systems using time domain and frequency domain
US10641815B2 (en) 2018-09-27 2020-05-05 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Secure distance protection of electric power delivery systems under transient conditions
US11067617B2 (en) 2018-10-08 2021-07-20 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Single-end traveling wave fault location using line-mounted device
RU2717697C1 (en) * 2019-07-18 2020-03-25 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Казанский государственный энергетический университет" METHOD OF DETERMINING SINGLE-PHASE GROUND FAULT IN NETWORKS OF 6-10 kV WITH INSULATED NEUTRAL LINE
US11592498B2 (en) 2020-10-02 2023-02-28 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Multi-phase fault identification in capacitor banks
US11735907B2 (en) 2021-02-03 2023-08-22 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Traveling wave overcurrent protection for electric power delivery systems
US11808824B2 (en) 2021-03-17 2023-11-07 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Systems and methods to identify open phases of a capacitor bank

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS5830554B2 (en) * 1978-11-13 1983-06-29 東京電力株式会社 Fault point location method for power line fault detection and power line protection
CH635710A5 (en) * 1979-01-03 1983-04-15 Bbc Brown Boveri & Cie DEVICE FOR FAULT DIRECTION COMPARATIVE PROTECTION FOR A CABLE OF AN ELECTRICAL NETWORK.
US4281386A (en) * 1979-08-01 1981-07-28 Tokyo Shibaura Denki Kabushiki Kaisha Systems for detecting faults in electric power systems
DE3028787C2 (en) * 1980-07-30 1983-11-10 Brown, Boveri & Cie Ag, 6800 Mannheim Arrangement for locating an earth fault
US4466071A (en) * 1981-09-28 1984-08-14 Texas A&M University System High impedance fault detection apparatus and method
SE446678B (en) * 1981-11-02 1986-09-29 Asea Ab METHOD TO DETECT EARTH ERRORS IN NET FOR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER AND DEVICE FOR IMPLEMENTATION OF THE METHOD
US4455612A (en) * 1982-01-27 1984-06-19 Iowa State University Research Foundation, Inc. Recursive estimation in digital distance relaying system
SE433405B (en) * 1982-09-14 1984-05-21 Asea Ab PROCEDURE AND DEVICE FOR LOCATING A FAILURE ON A THREE-PHASE POWER CORD
JPS59123418A (en) * 1982-12-28 1984-07-17 株式会社東芝 Direction discriminating system
US4528611A (en) * 1983-02-22 1985-07-09 Westinghouse Electric Corp. Relay for pilot protection of electrical power lines
US4570231A (en) * 1984-01-27 1986-02-11 Richard H. Bunch Fault finder
SE442920B (en) * 1984-06-15 1986-02-03 Asea Ab METHOD AND DEVICE FOR DETECTION AND LOCATION OF A FAILURE ON A POWER CORD
JPS61112527A (en) * 1984-11-07 1986-05-30 三菱電機株式会社 Digital distance relay

Also Published As

Publication number Publication date
EP0227017B1 (en) 1991-10-23
EP0227017A2 (en) 1987-07-01
CA1266301A (en) 1990-02-27
SE8506063L (en) 1987-06-21
DE3682174D1 (en) 1991-11-28
SE8506063D0 (en) 1985-12-20
EP0227017A3 (en) 1988-09-07
JPS62152324A (en) 1987-07-07
US4800509A (en) 1989-01-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
SE451102B (en) PROCEDURE FOR DETECTING HOGRESISTIVE EARTH ERROR ON A POWER PIPE LOCATED BETWEEN TWO STATIONS AND THE DEVICE FOR IMPLEMENTATION OF THE PRESENT PROCEDURE
CA2146866C (en) A method and a device for determining the distance from a measuring station to a fault on a transmission line
SE446678B (en) METHOD TO DETECT EARTH ERRORS IN NET FOR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER AND DEVICE FOR IMPLEMENTATION OF THE METHOD
SE452533B (en) PROCEDURE FOR DIRECTIONAL DETECTION OF ERRORS ON A POWER CONTROL AND DEVICE FOR IMPLEMENTATION OF THE ABOVE PROCEDURE
US7999557B2 (en) Method for determining location of phase-to-earth fault
EP2000811B1 (en) Method for determining location of phase-to-earth fault
US9823637B2 (en) Fault detection and isolation using a common reference clock
SE449796B (en) PROCEDURE AND DEVICE FOR LOCATION OF ERRORS ON A POWER CORD
SE452534B (en) PROCEDURE AND DEVICE FOR RESTRICTIONS AND DIRECT DISPLACEMENT IN CONNECTION WITH PROTECTION OF A POWER PIPE
US20130229735A1 (en) High-impedance fault detection and isolation system
SE459059B (en) PROTECT FOR HIGH-RESISTANT EARTH ERRORS
SE442920B (en) METHOD AND DEVICE FOR DETECTION AND LOCATION OF A FAILURE ON A POWER CORD
CN108445361B (en) System and method for measuring grounding resistance of direct current system for electric power
RU2410812C2 (en) Device of fast-acting selective protection against single-phase ground faults in distribution networks with possibility of emergency-free load transfer
GB2583857A (en) Method and system providing feeder fault response
Altonen et al. Performance of modern fault passage indicator concept in compensated MV-networks
US5402071A (en) Ground fault monitoring device for an electrical power distribution system
EP2639914B1 (en) Method and apparatus for adapting earth-fault protection settings in a three-phase electric network
SE436814B (en) PROCEDURE AND DEVICE FOR ERROR AND / OR DIRECTION DETECTION
CN111948568B (en) Power grid line fault processing method based on instantaneous phase consistency
EP1139539B1 (en) Method for determining the electrical insulation state of the sending end of an electric network
CN109997287A (en) Method and control system for fault direction detection
Salman et al. Monitoring changes in system variables due to islanding condition and those due to disturbances at the utilities' network
Somani et al. Evaluation of grounding and protection methods for a shipboard power system
CN103454561A (en) Single-phase earth fault positioning method of power distribution network

Legal Events

Date Code Title Description
NAL Patent in force

Ref document number: 8506063-0

Format of ref document f/p: F